KR20140138141A - 원유의 직접 가공처리를 위한 잔사유 우회를 포함하는 통합된 수소처리 및 스팀 열분해 공정 - Google Patents

원유의 직접 가공처리를 위한 잔사유 우회를 포함하는 통합된 수소처리 및 스팀 열분해 공정 Download PDF

Info

Publication number
KR20140138141A
KR20140138141A KR20147024066A KR20147024066A KR20140138141A KR 20140138141 A KR20140138141 A KR 20140138141A KR 20147024066 A KR20147024066 A KR 20147024066A KR 20147024066 A KR20147024066 A KR 20147024066A KR 20140138141 A KR20140138141 A KR 20140138141A
Authority
KR
South Korea
Prior art keywords
product stream
mixed product
steam
zone
pyrolysis
Prior art date
Application number
KR20147024066A
Other languages
English (en)
Other versions
KR102061186B1 (ko
Inventor
라힐 샤피
아브데노우어 보우렌
에쌈 사예드
이브라힘 에이. 아바
압둘 라흐만 자퍼 아카라스
Original Assignee
사우디 아라비안 오일 컴퍼니
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by 사우디 아라비안 오일 컴퍼니 filed Critical 사우디 아라비안 오일 컴퍼니
Publication of KR20140138141A publication Critical patent/KR20140138141A/ko
Application granted granted Critical
Publication of KR102061186B1 publication Critical patent/KR102061186B1/ko

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G69/00—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process
    • C10G69/02—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only
    • C10G69/06—Treatment of hydrocarbon oils by at least one hydrotreatment process and at least one other conversion process plural serial stages only including at least one step of thermal cracking in the absence of hydrogen
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D17/00—Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
    • B01D17/02—Separation of non-miscible liquids
    • B01D17/0217—Separation of non-miscible liquids by centrifugal force
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01—PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01D—SEPARATION
    • B01D19/00—Degasification of liquids
    • B01D19/0042—Degasification of liquids modifying the liquid flow
    • B01D19/0052—Degasification of liquids modifying the liquid flow in rotating vessels, vessels containing movable parts or in which centrifugal movement is caused
    • B01D19/0057—Degasification of liquids modifying the liquid flow in rotating vessels, vessels containing movable parts or in which centrifugal movement is caused the centrifugal movement being caused by a vortex, e.g. using a cyclone, or by a tangential inlet
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G45/00—Refining of hydrocarbon oils using hydrogen or hydrogen-generating compounds
    • C10G45/44—Hydrogenation of the aromatic hydrocarbons
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G55/00—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process
    • C10G55/02—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process plural serial stages only
    • C10G55/04—Treatment of hydrocarbon oils, in the absence of hydrogen, by at least one refining process and at least one cracking process plural serial stages only including at least one thermal cracking step
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G9/00—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils
    • C10G9/14—Thermal non-catalytic cracking, in the absence of hydrogen, of hydrocarbon oils in pipes or coils with or without auxiliary means, e.g. digesters, soaking drums, expansion means
    • C10G9/16—Preventing or removing incrustation
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2300/00—Aspects relating to hydrocarbon processing covered by groups C10G1/00 - C10G99/00
    • C10G2300/40—Characteristics of the process deviating from typical ways of processing
    • C10G2300/4081—Recycling aspects
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/20—C2-C4 olefins
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C10—PETROLEUM, GAS OR COKE INDUSTRIES; TECHNICAL GASES CONTAINING CARBON MONOXIDE; FUELS; LUBRICANTS; PEAT
    • C10G—CRACKING HYDROCARBON OILS; PRODUCTION OF LIQUID HYDROCARBON MIXTURES, e.g. BY DESTRUCTIVE HYDROGENATION, OLIGOMERISATION, POLYMERISATION; RECOVERY OF HYDROCARBON OILS FROM OIL-SHALE, OIL-SAND, OR GASES; REFINING MIXTURES MAINLY CONSISTING OF HYDROCARBONS; REFORMING OF NAPHTHA; MINERAL WAXES
    • C10G2400/00—Products obtained by processes covered by groups C10G9/00 - C10G69/14
    • C10G2400/30—Aromatics

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • General Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)

Abstract

올레핀 및 방향족 물질을 포함하는 석유화학제품을 제조하도록 원유 공급원료의 직접 가공처리를 허용하는 잔사유 우회를 포함하는 수소화 공정 구역과 통합된 스팀 열분해 구역에 관한 공정이 제공된다. 올레핀 및 방향족 석유화학제품을 제조하기 위한 원유의 직접 가공처리를 위한 통합된 수소처리 및 스팀 열분해 공정은 원유를 경질 성분 및 중질 성분으로 분리하는 단계; 경질 성분 및 수소를 오염물질 함량이 감소하고, 파라핀화도가 증가하고, 광산국 상관 지수가 감소하고, 미국 석유 협회 비중이 증가한 수소화 공정처리된 유출물을 제조하기에 효과적인 조건 하에 조작되는 수소화 공정 구역으로 충전하는 단계; 수소화 공정처리된 유출물을 스팀의 존재 하에 열 크래킹하여 혼합된 생성물 스트림을 제조하는 단계; 혼합된 생성물 스트림을 분리하는 단계; 혼합된 생성물 스트림으로부터 회수된 수소를 정제하고 이를 수소화 공정 구역으로 재순환시키는 단계; 분리된 혼합된 생성물 스트림으로부터 올레핀 및 방향족 물질을 회수하는 단계; 및 분리된 혼합된 생성물 스트림으로부터의 열분해 연료 오일과 단계 (a)로부터의 중질 성분의 합한 스트림을 연료 오일 블렌드로서 회수하는 단계를 포함한다

Description

원유의 직접 가공처리를 위한 잔사유 우회를 포함하는 통합된 수소처리 및 스팀 열분해 공정{INTEGRATED HYDROTREATING AND STEAM PYROLYSIS PROCESS INCLUDING RESIDUAL BYPASS FOR DIRECT PROCESSING OF A CRUDE OIL}
본원은 2012년 1월 27일자로 출원된 미국 가출원 제61/591,816호(그 전문이 본 명세서에 참조문헌으로 포함됨)의 이익을 주장한다.
본 발명은 석유화학제품, 예컨대 올레핀 및 방향족 물질을 제조하기 위한 원유의 직접 가공처리를 위한 통합된 수소처리 및 스팀 열분해 공정에 관한 것이다.
저급 올레핀(즉, 에틸렌, 프로필렌, 뷰틸렌 및 뷰타다이엔) 및 방향족 물질(즉, 벤젠, 톨루엔 및 자일렌)은 석유화학 및 화학 산업에서 널리 사용되는 기본적인 중간체이다. 열 크래킹 또는 스팀 열분해는 통상적으로 스팀의 존재 하에 및 산소의 부재 하에 이 재료를 형성하기 위한 주요 공정 유형이다. 스팀 열분해를 위한 공급원료는 석유 가스 및 증류물, 예컨대 나프타, 등유 및 가스유를 포함할 수 있다. 이 공급원료의 이용 가능성은 보통 제한되고 원유 정유소에서 고가의 에너지 집중 공정 단계를 요한다.
스팀 열분해 반응기에 대한 공급원료로서 중질 탄화수소를 사용하여 연구를 수행하였다. 종래의 중질 탄화수소 열분해 조작에서의 주요 단점은 코크스 형성이었다. 예를 들면, 중질 액체 탄화수소에 대한 스팀 크래킹 공정은 미국 특허 제4,217,204호에 개시되어 있고, 여기서 코크스 형성을 최소화하기 위한 노력으로 용융 염의 미스트가 스팀 크래킹 반응 구역에 도입된다. 콘래드슨(Conradson) 잔류 탄소분이 3.1중량%인 아라비아 경질 원유를 사용한 일 예에서, 크래킹 장치는 용융 염의 존재 하에 624시간 동안 계속해서 운행될 수 있다. 용융 염이 첨가되지 않은 비교 예에서, 스팀 크래킹 반응기는 반응기에서의 코크스 형성으로 인해 불과 5시간 후에 폐색되고 운행 불가능해진다.
또한, 스팀 열분해 반응기에 대한 공급원료로서 중질 탄화수소를 사용하는 올레핀 및 방향족 물질의 수율 및 분포는 경질 탄화수소 공급원료를 사용하는 것과 다르다. 중질 탄화수소는, 더 높은 광산국 상관 지수(Bureau of Mines Correlation Index: BMCI)로 표시되는 것처럼, 경질 탄화수소보다 방향족 물질의 함량이 더 높다. BMCI는 공급원료의 방향족성의 측정치이고, 하기와 같이 계산된다:
Figure pct00001
식 중,
VAPB는 랭킨 온도 단위의 용적 평균 비점이고,
sp. gr.은 공급원료의 비중이다.
BMCI가 감소하면서, 에틸렌 수율은 증가할 것으로 예상된다. 따라서, 더 높은 수율의 원하는 올레핀을 얻고 반응기 코일 섹션에서 더 많은 바람직하지 않은 생성물 및 코크스 형성을 피하기 위해 스팀 열분해에 고 파라핀 또는 저 방향족 공급물이 보통 바람직하다.
스팀 크래커에서의 절대 코크스 형성 속도는 카이(Cai) 등이 문헌["Coke Formation in Steam Crackers for Ethylene Production," Chem . Eng . & Proc ., vol. 41, (2002), 199 - 214]에서 보고하였다. 일반적으로, 절대 코크스 형성 속도는 올레핀 > 방향족 물질 > 파라핀으로 증가하는 순서이고, 올레핀은 중질 올레핀을 나타낸다.
이러한 석유화학제품에 대한 성장하는 수요에 반응할 수 있도록, 원유와 같은 대량으로 구입 가능할 수 있는 다른 유형의 공급물이 제조업자에게 매력적이다. 원유 공급물을 사용하는 것은 이 석유화학제품의 제조에서 병목되는 정유의 가능성을 최소화하거나 제거한다.
스팀 열분해 공정은 이의 의도되는 목적을 위해 특별히 개발되고 적합하지만, 공급원료의 속도는 매우 제한된다.
본 명세서의 시스템 및 공정은 올레핀 및 방향족 물질을 포함하는 석유화학제품을 제조하기 위해 원유 공급원료의 직접 가공처리를 허용하는 잔사유 우회를 포함하는 수소화 공정 구역과 통합된 스팀 열분해 구역을 제공한다.
올레핀 및 방향족 석유화학제품을 제조하기 위한 원유의 직접 가공처리를 위한 통합된 수소처리 및 스팀 열분해 공정은 원유를 경질 성분 및 중질 성분으로 분리하는 단계; 경질 성분 및 수소를 오염물질 함량이 감소하고, 파라핀화도가 증가하고, 광산국 상관 지수가 감소하고, 미국 석유 협회(American Petroleum Institute) 비중이 증가한 수소화 공정처리된 유출물을 제조하기에 효과적인 조건 하에 조작되는 수소화 공정 구역으로 충전하는 단계; 수소화 공정처리된 유출물을 스팀의 존재 하에 열 크래킹하여 혼합된 생성물 스트림을 제조하는 단계; 혼합된 생성물 스트림을 분리하는 단계; 혼합된 생성물 스트림으로부터 회수된 수소를 정제하고 이를 수소화 공정 구역으로 재순환시키는 단계; 분리된 혼합된 생성물 스트림으로부터 올레핀 및 방향족 물질을 회수하는 단계; 및 분리된 혼합된 생성물 스트림으로부터의 열분해 연료 오일과 단계 (a)로부터의 중질 성분의 조합 스트림을 연료 오일 블렌드로서 회수하는 단계를 포함한다.
본 명세서에 기재된 용어 "원유"는 약간의 전처리를 겪는 종래의 공급원으로부터의 전체 원유를 포함하는 것으로 이해되어야 한다. 용어 원유는 또한 물-오일 분리; 및/또는 가스-오일 분리; 및/또는 탈염; 및/또는 안정화 처리되는 것을 포함하는 것으로 이해된다.
본 발명의 공정의 다른 양태, 실시양태 및 이점은 하기 더 자세히 기재되어 있다. 더구나, 상기 정보 및 하기 상세한 설명 둘 다는 다양한 양태 및 실시양태의 단지 예시적인 예이고, 청구된 특징 및 실시양태의 성질 및 특성을 이해하기 위한 개관 또는 토대를 제공하도록 의도되는 것으로 이해된다. 첨부된 도면은 예시적이고, 본 발명의 공정의 다양한 양태 및 실시양태의 추가의 이해를 위해 제공된다.
본 발명은 첨부된 도면을 참조하여 하기 더 자세히 기재되어 있다:
도 1은 본 명세서에 기재된 통합 공정의 실시양태의 공정 흐름도; 및
도 2a 내지 도 2c는 본 명세서에 기재된 통합 공정에서 스팀 열분해 유닛의 특정한 실시양태에서 사용되는 증기-액체 분리 디바이스의 투시도, 상면도 및 측면도의 개략적 도해.
잔사유 우회를 포함하는 통합된 수소화 공정 및 스팀 열분해 공정 및 시스템을 포함하는 흐름도가 도 1에 도시되어 있다. 통합 시스템은 일반적으로 공급물 분리 구역(20), 선택적 촉매 수소화 공정 구역, 스팀 열분해 구역(30) 및 생성물 분리 구역을 포함한다.
공급물 분리 구역(20)은 공급원료 스트림(1)을 수용하는 입구, 거부된 부분(22)을 배출시키는 출구 및 남은 탄화수소 부분(2)을 배출시키는 출구를 포함한다. 분리 구역(20)에서의 차단점은 이것이 잔류 연료 오일 블렌드와 상용성이 되도록, 예를 들면 약 540℃이 되도록 설정된다. 분리 구역(20)은 플래시 분리기와 같은 단일 단계 분리 디바이스일 수 있다.
추가의 실시양태에서, 분리 구역(20)은 사이클론 상 분리 디바이스 또는 증기 및 액체의 물리적 또는 기계적 분리에 기초한 다른 분리 디바이스를 포함하거나, 이들로 실질적으로 이루어진다(즉, 플래시 구역의 부재 하에 운행된다). 증기-액체 분리 디바이스의 일례가 도 2a 내지 도 2c에 의하여, 및 이를 참조하여 예시되어 있다. 증기-액체 분리 디바이스의 유사한 배치가 또한 미국 특허 공보 제2011/0247500호(그 전문이 참조문헌으로 본 명세서에 포함됨)에 기재되어 있다. 분리 구역이 증기 및 액체의 물리적 또는 기계적 분리에 기초한 분리 디바이스를 포함하거나, 이들로 실질적으로 이루어지는 실시양태에서, 차단점은 디바이스에 진입하는 재료의 유체 속도 및 기화 온도에 기초하여 조정될 수 있다.
선택적 수소화 공정 구역은 탄화수소 부분(21)과 스팀 열분해 생성물 스트림으로부터 재순환된 수소(2)의 혼합물(3) 및 필요한 바의 메이크업 수소를 수용하기 위한 입구를 갖는 수소화 공정 반응 구역(4)을 포함한다. 수소화 공정 반응 구역(4)은 수소화 공정처리된 유출물(5)을 배출시키기 위한 출구를 추가로 포함한다.
수소화 공정 반응기(들)로부터의 반응기 유출물(5)을 열 교환기(비도시)에서 냉각시키고 고압 분리기(6)로 이송한다. 분리기 탑정유분(7)을 아민 유닛(12)에서 세정하고, 생성된 수소 농후 가스 스트림(13)을 재순환 컴프레서(14)로 통과시키고, 이것은 수소화 공정 반응기에서 재순환 가스(15)로서 사용된다. 실질적으로 액상 상태인 고압 분리기(6)로부터의 탑저 스트림(8)을 냉각시키고, 저압 저온 분리기(9)로 도입하고, 여기서 이것은 가스 스트림 및 액체 스트림(10)으로 분리된다. 저압 저온 분리기로부터의 가스는 수소, H2S, NH3 및 임의의 경질 탄화수소, 예컨대 C1-C4 탄화수소를 포함한다. 통상적으로, 이 가스는 추가의 공정처리, 예컨대 플레어(flare) 공정처리 또는 연료 가스 공정처리를 위해 이송된다. 본 명세서의 특정한 실시양태에 따르면, 수소, H2S, NH3 및 임의의 경질 탄화수소, 예컨대 C1-C4 탄화수소를 포함하는 스트림 가스 스트림(11)을 스팀 크래커 생성물(44)과 합하여 수소를 회수한다. 액체 스트림(10)의 전부 또는 일부는 스팀 열분해 구역(30)에 대한 공급물로서 작용한다.
스팀 열분해 구역(30)은 일반적으로 당해 분야에 공지된 스팀 열분해 유닛 조작, 즉 스팀의 존재 하에 열 크래킹 공급물을 대류 섹션에 충전하는 것에 기초하여 운행될 수 있는 대류 섹션(32) 및 열분해 섹션(34)을 포함한다. 또한, (도 1에서 점선으로 표시된) 본 명세서에 기재된 특정한 임의의 실시양태에서, 증기-액체 분리 섹션(36)은 섹션(32)과 섹션(34) 사이에 포함된다. 대류 섹션(32)으로부터의 가열된 스팀 크래킹 공급물이 통과하는 증기-액체 분리 섹션(36)은 증기 및 액체의 물리적 또는 기계적 분리에 기초한 분리 디바이스일 수 있다.
일 실시양태에서, 증기-액체 분리가 도 2a 내지 도 2c에 의해 이를 참조하여 예시되어 있다. 증기-액체 분리 디바이스의 유사한 배치가 또한 미국 특허 공보 제2011/0247500호(그 전문이 참조문헌으로 본 명세서에 포함됨)에 기재되어 있다. 이 디바이스에서, 증기 및 액체는 사이클론 기하구조로 관류하고, 여기서 디바이스는 매우 낮은 체류 시간에 등온으로 운행된다. 일반적으로, 증기는 원형 패턴으로 와류하여, 더 중질의 액적 및 액체가 포획되고 연료 오일(38)로서 액체 출구를 통해 채널링되고, 예를 들면 열분해 연료 오일 블렌드에 첨가되고, 증기가 열분해 섹션(34)에 대한 충전물(37)로서 증기 출구를 통해 채널링되는 힘을 생성시킨다. 예를 들면, 잔류 연료 오일 블렌드와 상용성인 특정한 실시양태에서 근사 온도 컷오프점, 예를 들면 약 540℃를 조정하기 위해 기화 온도 및 유체 속도가 변한다.
급랭 구역(40)은 스팀 열분해 구역(30)의 출구와 유체 연통하는 입구, 급랭 용액(42)을 수용하는 입구, 급랭된 혼합된 생성물 스트림(44)을 배출하는 출구 및 급랭 용액(46)을 배출하는 출구를 포함한다.
일반적으로, 중간 급랭된 혼합된 생성물 스트림(44)은 중간 생성물 스트림(65) 및 수소(62)로 전환되고, 이 수소는 본 공정에서 정제되고 수소화 공정 반응 구역(4)에서 재순환 수소 스트림(2)으로서 사용된다. 중간 생성물 스트림(65)은 1개의 또는 복수의 분리 유닛, 예를 들면 당해 분야의 당업자에게 공지된 것처럼 예컨대 탈에탄흡수기(de-ethanizer), 탈프로판흡수기(de-propanizer) 및 탈뷰탄흡수기(de-butanizer) 탑을 포함하는 복수의 분별화 탑일 수 있는 분리 구역(70)에서 최종 생성물 및 잔사유로 일반적으로 분별화된다. 예를 들면, 적합한 장치는 문헌["Ethylene", Ullmann's Encyclopedia of Industrial Chemistry, Volume 12, 페이지 531 - 581, 특히 도 24, 도 25 및 도 26, 본 명세서에 그 전문이 참조문헌으로 포함됨]에 기재되어 있다.
일반적으로, 생성물 분리 구역(70)은 생성물 스트림(65)과 유체 연통하는 입구 및 메탄을 배출하는 출구(78), 에틸렌을 배출하는 출구(77), 프로필렌을 배출하는 출구(76), 뷰타다이엔을 배출하는 출구(75), 혼합 뷰틸렌을 배출하는 출구(74) 및 열분해 가솔린을 배출하는 출구(73)를 포함하는 복수의 생성물 출구(73-78)를 포함한다. 추가로, 열분해 연료 오일(71)을 배출하기 위해 출구가 제공된다. 공급물 분리 구역(20)으로부터 거부된 부분(22) 및 임의로 증기-액체 분리 섹션(36)으로부터 거부된 부분(38)은 열분해 연료 오일(71)과 합해지고 열분해 연료 오일 블렌드(72), 예를 들면 황 저함량 연료 오일 블렌드(부지밖 정유소에서 추가로 공정처리되거나 임의의 전력 생성 구역(120)을 위한 연료로서 사용됨)로서 배출될 수 있다. 6개의 생성물 출구가 도시되어 있지만, 예를 들면 사용되는 분리 유닛의 배치 및 수율 및 분포 요건에 따라 더 적거나 더 많은 출구가 제공될 수 있다는 것에 유의한다.
연료 오일(72)을 수용하는 입구 및 남은 부분, 예를 들면 수소 결핍 표준 품질 이하의 공급원료를 배출시키기 위한 출구를 포함하는 임의의 전력 생성 구역(120)이 제공될 수 있다. 임의의 연료 가스 탈황화 구역(120)은 전력 생성 구역(110)으로부터의 남은 부분을 수용하는 입구 및 탈황된 연료 가스를 배출시키는 출구를 포함한다.
도 1에 도시된 배치를 이용하는 공정의 일 실시양태에서, 원유 공급원료(1)를 공급물 분리 구역(20)으로 도입하여 거부된 부분(22) 및 남은 탄화수소 분획(21)을 제조한다. 탄화수소 분획(21)은 유효량의 수소(2 및 15)(및 필요한 경우 메이크업 수소의 공급원)와 혼합되어 합한 스트림(3)을 형성하고, 혼합물(3)을 300℃ 내지 450℃ 범위의 온도에서 선택적 수소화 공정 반응 구역(4)의 입구로 충전한다. 특정한 실시양태에서, 수소화 공정 반응 구역(4)은 공동 소유된 미국 특허 공보 제2011/0083996호 및 PCT 특허 출원 공보 WO2010/009077, WO2010/009082, WO2010/009089 및 WO2009/073436(이들 모두 본 명세서에 그 전문이 참조문헌으로 포함됨)에 기재된 하나 이상의 유닛 조작을 포함한다. 예를 들면, 수소화 공정 구역은 유효량의 수소금속화 촉매를 포함하는 하나 이상의 베드 및 수소탈방향족화, 수소탈질소화, 수소탈황화 및/또는 수소크래킹 기능을 갖는 유효량의 수소화 공정 촉매를 포함하는 하나 이상의 베드를 포함할 수 있다. 추가의 실시양태에서, 수소화 공정 구역(200)은 2개 초과의 촉매 베드를 포함한다. 추가의 실시양태에서, 수소화 공정 반응 구역(4)은 각각 예를 들면 상이한 기능의 하나 이상의 촉매 베드를 포함하는 복수의 반응 용기를 포함한다.
수소화 공정 반응 구역(4)은 원유 공급원료를 수소탈금속화하고/하거나, 수소탈방향족화하고/하거나, 수소탈질소화하고/하거나, 수소탈황화하고/하거나 수소크래킹하기에 효과적인 매개변수 하에 운행된다. 특정한 실시양태에서, 300℃ 내지 450℃ 범위의 조작 온도; 30bar 내지 180bar 범위의 조작 압력; 및 0.1h-1 내지 10h-1 범위의 액체 시공간 속도의 조건을 이용하여 수소화 공정을 수행한다. 특히, 수소화 공정 구역에서 공급원료로서 원유를 사용하는 것의 이점은 예를 들면 대기 잔사유에 사용되는 동일한 수소화 공정 유닛 조작과 비교하여 입증된다. 예를 들면, 370℃ 내지 375℃ 범위의 시작 또는 실행 온도에서, 탈활성화 속도는 대략 1℃/개월이다. 반대로, 잔사유가 공정처리되는 경우, 탈활성화 속도는 약 3℃/개월 내지 4℃/개월에 더 가까워진다. 대기 잔사유의 처리는 통상적으로 대략 200bar의 압력을 이용하지만, 원유가 처리되는 본 공정은 100bar만큼 낮은 압력에서 운행될 수 있다. 공급물의 수소 함량 증가에 필요한 높은 포화도를 추가로 성취하기 위해, 이 공정은 대기 잔사유와 비교하여 높은 처리율(throughput)에서 운행될 수 있다. LHSV는 0.5만큼 높을 수 있지만, 대기 잔사유의 경우는 통상적으로 0.25이다. 원유를 공정처리할 때 탈활성화 속도가 일반적으로 관찰되는 것과 반대 방향으로 진행한다는 것이 예상치 못하게 발견되었다. 낮은 처리율(0.25hr-1)에서의 탈활성화는 4.2℃/개월이고, 높은 처리율(0.5hr-1)에서의 탈활성화는 2.0℃/개월이다. 산업에서 고려되는 모든 공급물로, 반대가 관찰되었다. 이는 촉매의 세척 효율에 기여할 수 있다.
수소화 공정 구역(4)으로부터의 반응기 유출물(5)을 교환기(비도시)에서 냉각시키고, 고압 저온 또는 고온 분리기(6)로 이송한다. 분리기 탑정유분(7)을 아민 유닛(12)에서 세정하고, 생성된 수소 농후 가스 스트림(13)을 재순환 컴프레서(14)로 통과시키고, 이것은 수소화 공정 반응 구역(4)에서 재순환 가스(15)로서 사용된다. 실질적으로 액상 상태인 고압 분리기(6)로부터의 분리기 탑저유분(8)을 냉각시키고, 저압 저온 분리기(9)로 도입한다. 수소, H2S, NH3 및 C1-C4 탄화수소를 포함할 수 있는 임의의 경질 탄화수소를 포함하는 스트림(11)인 남은 가스를 종래대로 저압 저온 분리기로부터 퍼징하고, 추가의 공정처리, 예컨대 플레어 공정처리 또는 연료 가스 공정처리를 위해 이송한다. 본 공정의 특정한 실시양태에서, (점선으로 표시된) 스트림(11)을 스팀 크래커 생성물로부터의 스트림(44)인 크래킹 가스와 합하여 수소를 회수한다. 저압 분리기(9)로부터의 탑저유분(10)을 임의로 분리 구역(20)으로 이송하거나 스팀 열분해 구역(30)으로 직접 통과시킨다.
수소화 공정처리된 유출물(10)은 감소된 오염물질 함량(즉, 금속, 황 및 질소), 증가된 파라핀화도, 감소된 BMCI 및 증가된 미국 석유 협회 (API) 비중을 포함한다.
수소화 공정처리된 유출물(10)을 예를 들면 스팀 입구를 통해 수용된 유효량의 스팀의 존재 하에 대류 섹션(32)의 입구로 수송한다. 대류 섹션(32)에서, 혼합물을 예를 들면 하나 이상의 폐열 스트림 또는 다른 적합한 가열 배치를 이용하여 소정의 온도로 가열한다. 열분해 공급스트림 및 스팀의 가열된 혼합물을 열분해 섹션(34)으로 통과시켜 혼합된 생성물 스트림(39)을 제조한다. 특정한 실시양태에서, 섹션(32)의 가열된 혼합물을 증기-액체 분리 섹션(36)을 통해 통과시키고, 여기서 부분(38)은 열분해 연료 오일(71)과 블렌딩하기에 적합한 연료 오일 성분으로서 거부된다.
스팀 열분해 구역(30)은 유출물(4)을 에틸렌, 프로필렌, 뷰타다이엔, 혼합 뷰텐 및 열분해 가솔린을 포함하는 원하는 생성물로 크래킹하기에 효과적인 매개변수 하에 운행된다. 특정한 실시양태에서, 대류 섹션 및 열분해 섹션에서 400℃ 내지 900℃ 범위의 온도; 대류 섹션에서 0.3:1 내지 2:1 범위의 스팀 대 탄화수소 비; 및 대류 섹션 및 열분해 섹션에서 0.05초 내지 2초 범위의 체류 시간의 조건을 이용하여 스팀 크래킹을 수행한다.
특정한 실시양태에서, 증기-액체 분리 섹션(36)은 도 2a 내지 도 2c에 도시된 1개 또는 복수의 증기 액체 분리 디바이스(80)를 포함한다. 증기 액체 분리 디바이스(80)는 전력 또는 화학 공급을 요하지 않으므로 운행하고 유지 보수하는 데 경제적이다. 일반적으로, 디바이스(80)는 증기-액체 혼합물을 수용하는 입구 포트, 분리된 증기 및 액체를 각각 배출시키고 수집하는 증기 출구 포트 및 액체 출구 포트를 포함하는 3개의 포트를 포함한다. 디바이스(80)는 전체적인 흐름 예비 회전 섹션에 의한 유입하는 혼합물의 선형 속도의 합당한 속도로의 전환, 액체(잔사유)로부터 증기를 예비 분리시키는 제어 원심 효과 및 액체(잔사유)로부터 증기의 분리를 촉진하는 사이클론 효과를 포함하는 현상의 조합에 기초하여 운행된다. 이 효과를 얻기 위해, 디바이스(80)는 예비 회전 섹션(88), 제어된 사이클론 수직 섹션(90) 및 액체 수집기/침강 섹션(92)을 포함한다.
도 2b에 도시된 것처럼, 예비 회전 섹션(88)은 단면적(S1)과 단면적(S2) 사이의 제어된 예비 회전 부재 및 단면적(S2)과 단면적(S3) 사이에 위치한 제어된 사이클론 수직 섹션(90)에 대한 연결 부재를 포함한다. 직경(D1)을 갖는 입구(32)로부터 나오는 증기 액체 혼합물은 단면적(S1)에서 접선으로 장치에 진입한다. 유입하는 흐름을 위한 진입 섹션(S1)의 면적은 하기 식에 따라 입구(82)의 면적의 적어도 10%이다:
Figure pct00002
예비 회전 부재(88)는 곡선적 흐름 경로를 획정하고, 입구 단면적(S1)으로부터 출구 단면적(S2)으로 단면적이 일정하거나, 감소하거나, 증가하는 것을 특징으로 한다. 제어된 예비 회전 부재(S2)로부터의 출구 단면적과 입구 단면적 (S1) 사이의 비는 특정한 실시양태에서 0.7≤S2/S1≤1.4 범위이다.
혼합물의 회전 속도는 예비 회전 부재(88)의 중앙 라인의 곡률(R1)의 반경에 따라 달라지고, 중앙 라인은 예비 회전 부재(88)의 연속하는 단면적 표면의 중앙 점에 모두 접하는 곡선적 라인으로서 정의된다. 특정한 실시양태에서, 곡률(R1)의 반경은 2≤R1/D1≤6 범위이고, 개방각은 150°≤αR1≤250° 범위이다.
입구 섹션(S1)에서의 단면적 형상은, 일반적으로 사각형으로 도시되어 있지만, 직사각형, 둥근 직사각형, 원형, 타원형 또는 다른 직선적, 곡선적 또는 상기 언급된 형상의 조합일 수 있다. 특정한 실시양태에서, 유체가 통과하는 예비 회전 부재(88)의 곡선적 경로를 따른 단면적의 형상은 예를 들면 일반적으로 사각형 형상으로부터 직사각형 형상으로 계속해서 변한다. 직사각형 형상으로 부재(88)의 계속해서 변하는 단면적은 유리하게는 개방 면적을 최대화하여 가스가 초기 단계에서 액체 혼합물로부터 분리되고 균일한 속도 프로필을 획득하고, 유체 흐름에서 전단 응력을 최소화한다.
단면적(S2)으로부터 제어된 예비 회전 부재(88)로부터의 유체 흐름은 연결 부재를 통해 제어된 사이클론 수직 섹션(90)으로 섹션(S3)을 통과한다. 연결 부재는 제어된 사이클론 수직 섹션(90)에서 입구에 개방되고 이에 연결되거나, 이와 통합된 개방 구역을 포함한다. 유체 흐름은 높은 회전 속도로 제어된 사이클론 수직 섹션(90)에 진입하여 사이클론 효과를 생성시킨다. 연결 부재 출구 단면적(S3)과 입구 단면적(S2) 사이의 비는 특정한 실시양태에서 2≤S3/S1≤5 범위이다.
높은 회전 속도에서의 혼합물은 사이클론 수직 섹션(90)에 진입한다. 동역학 에너지는 감소하고, 증기는 사이클론 효과 하에 액체로부터 분리된다. 사이클론 수직 섹션(90)의 상부 수위(90a) 및 하부 수위(90b)에서 사이클론이 형성된다. 상부 수위(90a)에서, 혼합물은 고농도의 증기를 특징으로 하고, 하부 수위(90b)에서, 혼합물은 고농도의 액체를 특징으로 한다.
특정한 실시양태에서, 사이클론 수직 섹션(90)의 내경(D2)은 2≤D2/D1≤5 범위이고, 이의 높이를 따라 일정할 수 있고, 상부 부분(90a)의 길이(LU)는 1.2≤LU/D2≤3 범위이고, 하부 부분(90b)의 길이(LL)는 2≤LL/D2≤5 범위이다.
증기 출구(84)에 인접한 사이클론 수직 섹션(90)의 말단은 부분 개방 릴리즈 수직관에 연결되고 스팀 열분해 유닛의 열분해 섹션에 연결된다. 부분 개방 릴리즈의 직경(DV)은 특정한 실시양태에서 0.05≤DV/D2≤0.4 범위이다.
따라서, 특정한 실시양태에서, 유입하는 혼합물의 특성에 따라, 이 혼합물 내의 증기의 많은 용적 분획이 직경(DV)을 갖는 부분 개방 릴리즈 파이프를 통해 출구(84)로부터 디바이스(80)를 떠난다. 증기 농도가 낮거나 존재하지 않는 액상(예를 들면, 잔사유)은 단면적(S4)을 갖는 사이클론 수직 섹션(90)의 바닥 부분을 통해 떠나고, 액체 수집기 및 침강 파이프(92)에 수집된다.
사이클론 수직 섹션(90)과 액체 수집기 및 침강 파이프(92) 사이의 연결 부위는 각이 특정한 실시양태에서 90°이다. 특정한 실시양태에서, 액체 수집기 및 침강 파이프(92)의 내경은 2≤D3/D1≤4 범위이고, 파이프 길이에 걸쳐 일정하고, 액체 수집기 및 침강 파이프(92)의 길이(LH)는 1.2≤LH/D3≤5 범위이다. 증기 용적 분획이 적은 액체는 DL의 직경을 갖는 파이프(86)를 통해 장치로부터 제거되고, 침강 파이프의 바닥에 인접하게 또는 바닥에 위치하고, 특정한 실시양태에서 이 직경은 0.05≤DL/D3≤0.4 범위이다.
다양한 부재가 별도로 및 별도의 부분으로 기재되어 있지만, 장치(80)를 모놀리식 구조로서 형성할 수 있고, 예를 들면 이것을 캐스팅 또는 성형할 수 있거나, 이것을, 예를 들면, 본 명세서에 기재된 부재 및 부분에 정확히 대응하거나 대응하지 않는 별도의 부품을 용접하거나 그렇지 않으면 함께 부착함으로써 별도의 부품으로부터 조립할 수 있다는 것을 당해 분야의 당업자는 이해할 것이다.
직경으로서 다양한 치수가 기재되어 있지만, 이 값이 또한 부품 파트가 원통형이 아닌 실시양태에서 동일한 유효 직경일 수 있는 것으로 이해된다.
혼합된 생성물 스트림(39)을 별도의 입구를 통해 도입된 급랭 용액(42)(예를 들면, 물 및/또는 열분해 연료 오일)을 갖는 급랭 구역(40)의 입구로 통과시켜 예를 들면 약 300℃와 같이 온도가 감소된 중간 급랭된 혼합된 생성물 스트림(44)을 제조하고, 소비된 급랭 용액(46)을 배출시킨다. 크래커로부터의 가스 혼합물 유출물(39)은 통상적으로 수소, 메탄, 탄화수소, 이산화탄소와 황화수소의 혼합물이다. 물 또는 오일 급랭으로 냉각시킨 후, 혼합물(44)을 통상적으로 4-6단계에서 다단계 응축기 구역(51)에서 응축하여 응축된 가스 혼합물(52)을 제조한다. 응축된 가스 혼합물(52)을 가성 처리 유닛(53)으로 처리하여 황화수소 및 이산화탄소가 부족한 가스 혼합물(54)을 제조한다. 가스 혼합물(54)을 응축기 구역(55)에서 추가로 응축하고, 생성된 크래킹된 가스(56)를 통상적으로 탈수되는 유닛(57)에서 극저온 처리하고, 분자체를 사용하여 추가로 건조시킨다.
유닛(57)으로부터의 저온 크래킹된 가스 스트림(58)을 탈메탄흡수기 탑(59)으로 통과시키고, 이로부터 크래킹된 가스 스트림으로부터 수소 및 메탄을 포함하는 오버헤드 스트림(60)이 제조된다. 이후, 탈메탄흡수기 탑(59)으로부터의 탑저 스트림(65)을 탈에탄흡수기, 탈프로판흡수기 및 탈뷰탄흡수기 탑을 포함하는 분별화 탑을 포함하는 생성물 분리 구역(70)에서 추가의 공정처리를 위해 이송한다. 탈메탄흡수기, 탈에탄흡수기, 탈프로판흡수기 및 탈뷰탄흡수기의 순서가 다른 공정 배치를 또한 이용할 수 있다.
본 명세서의 공정에 따라, 탈메탄흡수기 탑(59)에서의 메탄으로부터의 분리 및 유닛(61)에서의 수소 회수 후, 순도가 통상적으로 80-95용적%인 수소(62)를 얻는다. 유닛(61)에서의 회수 방법은 (예를 들면, 약 -157℃의 온도에서의) 극저온 회수를 포함한다. 이후, 수소 스트림(62)을 수소 정제 유닛(64), 예컨대 압력 순환 흡착(PSA) 유닛으로 통과시켜 순도가 99.9%+인 수소 스트림(2)을 얻거나, 막 분리 유닛으로 통과시켜 순도가 약 95%인 수소 스트림(2)을 얻는다. 이후, 정제된 수소 스트림(2)은 다시 재순환되어 수소화 공정 구역에 대한 필요한 수소의 주성분으로서 작용한다. 또한, 부성분은 아세틸렌, 메틸아세틸렌 및 프로파다이엔(비도시)의 수소화 반응에 사용될 수 있다. 또한, 본 명세서의 공정에 따르면, 메탄 스트림(63)은 임의로 스팀 크래커로 재순환되어 버너 및/또는 가열기에 대한 연료로서 사용될 수 있다.
탈메탄흡수기 탑(59)으로부터의 탑저 스트림(65)은 생성물 분리 구역(70)의 입구로 수송되어 각각 출구(78, 77, 76, 75, 74 및 73)를 통해 배출되는 메탄, 에틸렌, 프로필렌, 뷰타다이엔, 혼합 뷰틸렌 및 열분해 가솔린으로 분리된다. 열분해 가솔린은 일반적으로 C5-C9 탄화수소를 포함하고, 벤젠, 톨루엔 및 자일렌은 이 유분으로부터 추출될 수 있다. 공급물 분리 구역(100)으로부터의 거부된 부분(22) 및 임의로 증기-액체 분리 섹션(36)으로부터의 비기화 중질 액체 분획(38)은 분리 구역(70)으로부터의 열분해 연료 오일(71)(예를 들면, "C10+" 스트림으로도 공지된, 최저 비점 C10 화합물의 비점보다 높은 온도에서 비등하는 물질)과 합해지고, 이는 열분해 연료 오일 블렌드(72)(예를 들면, 부지밖 정유소에서 추가로 공정처리됨)(비도시)로서 배출될 수 있다.
특정한 임의의 실시양태에서, 연료 오일(72)은 전력 생성 구역(110)으로 통과하여 전력을 생성할 수 있고(예를 들면, 연료 공급원으로서 연료 오일(72)을 사용할 수 있는 하나 이상의 스팀 터빈), 남은 부분은 연료 가스 탈황화 구역(120)으로 수송되어 탈황된 연료 가스를 제조한다.
도 1과 관련하여 기재된 시스템의 이점은 수소화 공정에서의 개선을 포함하고, 상기 공정은 생성물의 수소 함량을 개선하도록 효과적으로 이용될 수 있다. 예를 들면, 본 명세서에 기재된 시스템은 상당히 더 활성인 수소처리 반응에 기여하는 더 작은 기공 크기를 갖는 수소처리 촉매를 사용한다. 또한, 수소화 처리 구역의 전체 수소 소모는 상당히 감소된다. 수소는 불포화 중질 잔사유를 업그레이드하도록 소모되지 않고, 오히려 열분해 반응 처리되는 분획, 예를 들면 540℃ 이하에서 비등하는 분획에 사용된다. 더 중질인 분획, 예를 들면 540℃ 초과에서 비등하는 분획은 플랜트에 대한 전력을 생성하도록 사용되고, 남은 부분은 연료 오일로서 회수된다.
특정한 실시양태에서, 선택적 수소화 공정 또는 수소처리 공정은 포화, 이어서 방향족 물질, 특히 폴리방향족 물질의 온화한 수소크래킹에 의해 공급원료의 파라핀 함량을 증가시킬(또는 BMCI를 감소시킬) 수 있다. 원유를 수소처리할 때, 탈금속화, 탈황화 및/또는 탈질소화의 촉매 기능을 수행하는 일련의 적층 촉매를 통해 공급원료를 통과시킴으로써 금속, 황 및 질소와 같은 오염물질을 제거할 수 있다.
일 실시양태에서, 수소금속화(HDM) 및 수소탈황화(HDS)를 수행하는 촉매의 순서는 하기와 같다:
a. 수소금속화 촉매. HDM 섹션에서의 촉매는 일반적으로 표면적이 약 140-240㎡/g인 감마 알루미나 지지체에 기초한다. 이 촉매는 예를 들면 1㎤/g 초과의 매우 높은 기공 용적을 갖는 것으로 가장 잘 기술된다. 기공 크기 그 자체는 통상적으로 주로 마크로다공성이다. 이는 촉매 표면 위의 금속 및 임의로 도펀트의 흡수를 위한 큰 용량을 제공하는 데 필요하다. 통상적으로, 촉매 표면 위의 활성 금속은은 Ni/Ni+Mo<0.15의 비의 니켈 및 몰리브덴의 황화물이다. 일부 니켈 및 바나듐이 촉매로서 작용하면서 제거 동안 공급원료 그 자체로부터 침착될 것으로 예상되므로, 니켈의 농도는 다른 촉매보다 HDM 촉매에서 더 낮다. 사용된 도펀트는 인(예를 들면, 미국 특허 공보 US 제2005/0211603호(본 명세서에 참조문헌으로 포함됨) 참조), 붕소, 규소 및 할로겐 중 하나 이상일 수 있다. 촉매는 알루미나 압출물 또는 알루미나 비드 형태일 수 있다. 특정한 실시양태에서, 금속 흡수가 베드의 상부에서 30% 내지 100% 범위이므로, 알루미나 비드는 반응기에서의 촉매 HDM 베드의 비로딩(un-loading)을 촉진하도록 사용된다.
b. HDM과 HDS 기능 사이의 이행을 수행하기 위해 중간 촉매를 또한 사용할 수 있다. 이것은 중간 금속 로딩 및 기공 크기 분포를 갖는다. HDM/HDS 반응기에서의 촉매는 실질적으로 압출물 형태의 지지체에 기초한 알루미나, 임의로 6족(예를 들면, 몰리브덴 및/또는 텅스텐)으로부터의 적어도 1종의 촉매 금속 및/또는 8족(예를 들면, 니켈 및/또는 코발트)으로부터의 적어도 1종의 촉매 금속이다. 촉매는 또한 임의로 붕소, 인, 할로겐 및 규소로부터 선택되는 적어도 1종의 도펀트를 포함한다. 물리적 특성은 표면적이 약 140-200㎡/g이고, 기공 용적이 적어도 0.6㎤/g이고, 메조다공성이고, 12㎚ 내지 50㎚ 범위인 기공을 갖는다.
c. HDS 섹션에서의 촉매는 예를 들면 약 180 내지 240㎡/g 범위의 HDM 범위의 더 높은 말단을 향한 통상적인 표면적으로 감마 알루미나 기반 지지체 물질을 갖는 것을 포함할 수 있다. 이는 HDS에 더 큰 표면을 요하여 예를 들면 1㎤/g 미만의 비교적 더 작은 기공 용적을 발생시킨다. 촉매는 6족으로부터의 적어도 1종의 원소, 예컨대 몰리브덴 및 8족으로부터의 적어도 1종의 원소, 예컨대 니켈을 포함한다. 촉매는 또한 붕소, 인, 규소 및 할로겐으로부터 선택되는 적어도 1종의 도펀트를 포함한다. 특정한 실시양태에서, 비교적 더 높은 수준의 탈황화를 제공하도록 코발트를 사용한다. 필요한 활성이 더 높으므로 활성 상에 대한 금속 로딩은 더 높아서, Ni/Ni+Mo의 몰 비는 0.1 내지 0.3 범위이고, (Co+Ni)/Mo 몰 비는 0.25 내지 0.85 범위이다.
d. (제2 촉매 및 제3 촉매를 임의로 대체하는) 최종 촉매는 예를 들면 문헌[Appl. Catal. A General, 204 (2000) 251]에 기재된 것처럼 (수소탈황화의 1차 기능보다는) 공급원료의 수소화를 수행하도록 설계된다. 촉매는 또한 Ni에 의해 촉진되고, 지지체는 넓은 기공의 감마 알루미나이다. 물리적 특성은 예를 들면 180-240㎡/g 범위의 HDM 범위의 더 높은 말단을 향한 표면적을 포함한다. 이는 HDS에 더 큰 표면을 요하여 예를 들면 1㎤/g 미만의 비교적 더 작은 기공 용적을 발생시킨다.
본 명세서의 방법 및 시스템은 공지된 스팀 열분해 크래킹 공정에 비해 개선을 제공한다:
석유화학제품, 예컨대 올레핀 및 방향족 물질을 제조하기 위한 공급원료로서의 원유의 사용;
스팀 열분해 구역에 대한 공급물의 수소 함량은 올레핀의 높은 수율을 위해 농후화됨;
코크스 전구체는 초기 전체 원유로부터 상당히 제거되어 방사상 코일에서 코크스 형성을 감소시킴; 및
금속, 황 및 질소 화합물과 같은 추가의 불순물은 또한 시작 공급물로부터 상당히 제거되어, 최종 생성물의 후처리를 피함.
또한, 스팀 크래킹 구역으로부터 제조된 수소를 수소화 공정 구역으로 재순환시켜 새로운 수소의 수요를 최소화한다. 특정한 실시양태에서, 본 명세서에 기재된 통합 시스템은 조작을 개시하기 위해 오직 새로운 수소를 요한다. 반응이 평형에 도달하면, 수소 정제 시스템은 전체 시스템의 조작을 유지시키기 위해 충분히 높은 순도의 수소를 제공할 수 있다.
본 발명의 방법 및 시스템이 상기 및 첨부된 도면에 기재되어 있지만; 당해 분야의 당업자에게 변형이 명확하고, 본 발명의 보호 범위는 하기 특허청구범위에 의해 정의되어야 한다.

Claims (8)

  1. 원유를 직접 가공처리하여 올레핀 및 방향족 석유화학제품을 제조하기 위한 통합된 수소처리 및 스팀 열분해 방법으로서,
    a. 상기 원유를 경질 성분 및 중질 성분으로 분리하는 단계;
    b. 상기 경질 성분 및 수소를, 오염물질 함량이 감소하고, 파라핀화도가 증가하고, 광산국 상관 지수(Bureau of Mines Correlation Index)가 감소하고, 미국 석유 협회(American Petroleum Institute) 비중이 증가한 수소화 공정처리된 유출물을 제조하기에 효과적인 조건 하에 조작되는 수소화 공정 구역으로 충전하는 단계;
    c. 스팀의 존재 하에 상기 수소화 공정처리된 유출물을 열 크래킹하여 혼합된 생성물 스트림을 제조하는 단계;
    d. 상기 열 크래킹된 혼합된 생성물 스트림을 분리시키는 단계;
    e. 단계 (d)에서 회수된 수소를 정제하고 이를 단계 (b)로 재순환시키는 단계;
    f. 상기 분리된 혼합된 생성물 스트림으로부터 올레핀 및 방향족 물질을 회수하는 단계; 및
    g. 상기 분리된 혼합된 생성물 스트림으로부터의 열분해 연료 오일과 단계 (a)로부터의 중질 성분의 조합 스트림을 연료 오일 블렌드로서 회수하는 단계를 포함하는, 통합된 수소처리 및 스팀 열분해 방법.
  2. 제1항에 있어서,
    고압 분리기에서 상기 수소화 공정 구역 반응기 유출물을 분리하여,
    세정되어서 추가의 수소 공급원으로서 상기 수소화 공정 구역으로 재순환되는 가스 부분 및
    액체 부분
    을 회수하는 단계, 및
    저압 분리기에서 상기 고압 분리기로부터의 상기 액체 부분을 가스 부분 및 액체 부분으로 분리하는 단계를 추가로 포함하되,
    상기 저압 분리기로부터의 액체 부분은 열 크래킹 처리되는 상기 수소화 공정처리된 유출물이고, 상기 저압 분리기로부터의 가스 부분은 상기 스팀 열분해 구역 후에 및 단계 (d)에서의 분리 전에 상기 혼합된 생성물 스트림과 합해지는 것인, 통합된 수소처리 및 스팀 열분해 방법.
  3. 제1항에 있어서, 상기 열 크래킹 단계는,
    스팀 열분해 구역의 대류 섹션에서 수소화 공정처리된 유출물을 가열하는 단계,
    상기 가열된 수소화 공정처리된 유출물을 증기 분획 및 액체 분획으로 분리하는 단계,
    상기 증기 분획을 스팀 열분해 구역의 열분해 섹션으로 통과시키는 단계, 및
    상기 액체 분획을 배출시키는 단계를 포함하는 것인, 통합된 수소처리 및 스팀 열분해 방법.
  4. 제3항에 있어서, 상기 배출된 액체 분획은 단계 (g)에서 회수된 열분해 연료 오일과 블렌딩되는 것인, 통합된 수소처리 및 스팀 열분해 방법.
  5. 제3항에 있어서, 상기 가열된 수소화 공정처리된 유출물을 증기 분획 및 액체 분획으로 분리시키는 단계는 물리적 및 기계적 분리에 기초한 증기-액체 분리 디바이스에 의한 것인, 통합된 수소처리 및 스팀 열분해 방법.
  6. 제5항에 있어서, 상기 증기-액체 분리 디바이스는,
    흐르는 유체 혼합물을 수용하기 위한 입구 및 곡선적 도관을 갖는 진입 부분 및 이행 부분을 갖는 예비 회전 부재,
    제어된 사이클론 섹션; 및
    액체가 통과하는 액체 수집기/침강 섹션을 포함하되,
    상기 제어된 사이클론 섹션은,
    상기 곡선적 도관 및 사이클론 섹션의 수렴을 통해 상기 예비 회전 부재에 인접한 입구, 및
    증기가 통과하는 사이클론 부재의 상부 말단에서의 수직관 섹션을 갖는 것인, 통합된 수소처리 및 스팀 열분해 방법.
  7. 제1항에 있어서, 단계 (d)는,
    상기 열 크래킹된 혼합된 생성물 스트림을 복수의 응축 단계로 응축시키는 단계;
    상기 응축된 열 크래킹된 혼합된 생성물 스트림을 가성 처리하여 황화수소 및 이산화탄소 함량이 감소된 열 크래킹된 혼합된 생성물 스트림을 제조하는 단계;
    황화수소 및 이산화탄소 함량이 감소된 상기 열 크래킹된 혼합된 생성물 스트림을 응축시키는 단계;
    황화수소 및 이산화탄소 함량이 감소된 상기 응축된 열 크래킹된 혼합된 생성물 스트림을 탈수시키는 단계;
    황화수소 및 이산화탄소 함량이 감소된 상기 탈수된 응축된 열 크래킹된 혼합된 생성물 스트림으로부터 수소를 회수하는 단계; 및
    황화수소 및 이산화탄소 함량이 감소된 상기 탈수된 응축된 열 크래킹된 혼합된 생성물 스트림의 나머지로부터 단계 (e)에서처럼 올레핀 및 방향족 물질을 얻고 단계 (f)에서처럼 열분해 연료 오일을 얻는 단계를 포함하되;
    단계 (e)는 수소화 공정 구역으로의 재순환을 위해 황화수소 및 이산화탄소 함량이 감소된 상기 탈수된 응축된 열 크래킹된 혼합된 생성물 스트림으로부터 회수된 수소를 정제하는 단계를 포함하는 것인, 통합된 수소처리 및 스팀 열분해 방법.
  8. 제7항에 있어서, 황화수소 및 이산화탄소 함량이 감소된 상기 탈수된 응축된 열 크래킹된 혼합된 생성물 스트림으로부터 수소를 회수하는 단계는 상기 열 크래킹 단계에서 버너 및/또는 가열기에 대한 연료로서 사용하기 위해 메탄을 별도로 회수하는 단계를 추가로 포함하는 것인, 통합된 수소처리 및 스팀 열분해 방법.
KR1020147024066A 2012-01-27 2013-01-27 원유의 직접 가공처리를 위한 잔사유 우회를 포함하는 통합된 수소처리 및 스팀 열분해 공정 KR102061186B1 (ko)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US201261591816P 2012-01-27 2012-01-27
US61/591,816 2012-01-27
PCT/US2013/023337 WO2013112970A1 (en) 2012-01-27 2013-01-27 Integrated hydrotreating and steam pyrolysis process including residual bypass for direct processing of a crude oil

Publications (2)

Publication Number Publication Date
KR20140138141A true KR20140138141A (ko) 2014-12-03
KR102061186B1 KR102061186B1 (ko) 2019-12-31

Family

ID=47891896

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
KR1020147024066A KR102061186B1 (ko) 2012-01-27 2013-01-27 원유의 직접 가공처리를 위한 잔사유 우회를 포함하는 통합된 수소처리 및 스팀 열분해 공정

Country Status (7)

Country Link
US (1) US20130197283A1 (ko)
EP (1) EP2807235B1 (ko)
JP (2) JP6151718B2 (ko)
KR (1) KR102061186B1 (ko)
CN (1) CN104105783B (ko)
SG (1) SG11201404387QA (ko)
WO (1) WO2013112970A1 (ko)

Families Citing this family (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US9255230B2 (en) * 2012-01-27 2016-02-09 Saudi Arabian Oil Company Integrated hydrotreating and steam pyrolysis process for direct processing of a crude oil
CN103699160B (zh) * 2013-12-24 2016-02-10 北京航天时代光电科技有限公司 一种高精度气体定量定压供应装置
EA038003B1 (ru) * 2014-02-25 2021-06-22 Сауди Бейсик Индастриз Корпорейшн Способ превращения сырой нефти в олефины и ароматические соединения
CN110461999A (zh) * 2017-02-02 2019-11-15 沙特基础全球技术有限公司 一种制备用于加氢处理单元的原料的方法和一种直接加工原油以生产烯属和芳族石化产品的集成加氢处理和蒸汽热解的方法
US10689587B2 (en) * 2017-04-26 2020-06-23 Saudi Arabian Oil Company Systems and processes for conversion of crude oil
CN110997601B (zh) * 2017-08-15 2021-01-29 Sabic环球技术有限责任公司 通过集成的蒸汽裂解和加氢裂解方法生产轻质烯烃
CN114728866A (zh) 2019-03-15 2022-07-08 鲁姆斯科技有限责任公司 用于烯烃和芳烃生产的配置
US11279891B2 (en) * 2020-03-05 2022-03-22 Saudi Arabian Oil Company Systems and processes for direct crude oil upgrading to hydrogen and chemicals
CN115698232A (zh) * 2020-04-20 2023-02-03 埃克森美孚化学专利公司 含氮进料的烃热解
JP7089101B2 (ja) * 2021-09-27 2022-06-21 住友化学株式会社 水素の製造方法および製造システム

Family Cites Families (18)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3482138A (en) 1967-05-16 1969-12-02 Perkin Elmer Corp Germanium hollow cathode assembly for lamps
BE793036A (fr) * 1971-12-21 1973-04-16 Pierrefitte Auby Sa Procede de craquage sous pression d'hydrogene pour la production d'olefines
GB1504776A (en) * 1975-08-14 1978-03-22 Davy Powergas Ltd Hydrocracking c3 or higher hydrocarbon feedstock
US4002556A (en) * 1976-04-12 1977-01-11 Continental Oil Company Multiple point injection of hydrogen donor diluent in thermal cracking
JPS5898387A (ja) * 1981-12-09 1983-06-11 Asahi Chem Ind Co Ltd ガス状オレフイン及び単環芳香族炭化水素の製造方法
US5906728A (en) * 1996-08-23 1999-05-25 Exxon Chemical Patents Inc. Process for increased olefin yields from heavy feedstocks
FR2867988B1 (fr) 2004-03-23 2007-06-22 Inst Francais Du Petrole Catalyseur supporte dope de forme spherique et procede d'hydrotraitement et d'hydroconversion de fractions petrolieres contenant des metaux
CN101292013B (zh) * 2005-10-20 2012-10-24 埃克森美孚化学专利公司 烃残油处理和减粘裂化蒸汽裂化器的原料
WO2007047657A1 (en) * 2005-10-20 2007-04-26 Exxonmobil Chemical Patents Inc. Hydrocarbon resid processing
CN101557870B (zh) 2006-12-11 2013-03-27 国际壳牌研究有限公司 在烯烃炉中用过热蒸气接触和蒸发含高沸点和不可蒸发积垢物的进料的装置和方法
JP5105326B2 (ja) * 2007-04-19 2012-12-26 昭和電工株式会社 水素化方法及び石油化学プロセス
WO2009073436A2 (en) 2007-11-28 2009-06-11 Saudi Arabian Oil Company Process for catalytic hydrotreating of sour crude oils
US9260671B2 (en) 2008-07-14 2016-02-16 Saudi Arabian Oil Company Process for the treatment of heavy oils using light hydrocarbon components as a diluent
US20100018904A1 (en) 2008-07-14 2010-01-28 Saudi Arabian Oil Company Prerefining Process for the Hydrodesulfurization of Heavy Sour Crude Oils to Produce Sweeter Lighter Crudes Using Moving Catalyst System
US8372267B2 (en) 2008-07-14 2013-02-12 Saudi Arabian Oil Company Process for the sequential hydroconversion and hydrodesulfurization of whole crude oil
EP2445997B1 (en) 2009-06-22 2021-03-24 Saudi Arabian Oil Company Demetalizing and desulfurizing virgin crude oil for delayed coking
EP2336272A1 (en) * 2009-12-15 2011-06-22 Total Petrochemicals Research Feluy Debottlenecking of a steam cracker unit to enhance propylene production.
WO2011130259A1 (en) 2010-04-12 2011-10-20 Saudi Arabian Oil Company Apparatus for separation of gas-liquid mixtures and promoting coalescence of liquids

Also Published As

Publication number Publication date
JP2017197748A (ja) 2017-11-02
JP2015509128A (ja) 2015-03-26
EP2807235B1 (en) 2021-03-17
US20130197283A1 (en) 2013-08-01
SG11201404387QA (en) 2014-10-30
KR102061186B1 (ko) 2019-12-31
WO2013112970A1 (en) 2013-08-01
CN104105783B (zh) 2016-11-23
JP6491260B2 (ja) 2019-03-27
EP2807235A1 (en) 2014-12-03
CN104105783A (zh) 2014-10-15
JP6151718B2 (ja) 2017-06-21

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US10883058B2 (en) Integrated hydrotreating and steam pyrolysis process including residual bypass for direct processing of a crude oil
US10017704B2 (en) Integrated hydrotreating and steam pyrolysis system for direct processing of a crude oil
US9228141B2 (en) Integrated hydroprocessing, steam pyrolysis and slurry hydroprocessing of crude oil to produce petrochemicals
JP6358606B2 (ja) 原油の直接処理のための水素処理および蒸気熱分解の統合システム
EP2828356B1 (en) Integrated hydroprocessing and steam pyrolysis of crude oil to produce light olefins and coke
JP6491260B2 (ja) 原油を直接処理してオレフィンおよび芳香族石油化学製品を生産するための水素処理および蒸気熱分解の統合システム
KR102071654B1 (ko) 원유의 직접 가공처리를 위한 수소 재분배를 포함하는 통합된 수소처리 및 스팀 열분해 공정
KR102061185B1 (ko) 원유의 직접 가공처리를 위한 통합된 수소처리, 용매 탈아스팔트화 및 스팀 열분해 공정
KR20140138140A (ko) 원유의 직접 가공처리를 위한 통합된 용매 탈아스팔트화, 수소처리 및 스팀 열분해 공정

Legal Events

Date Code Title Description
A201 Request for examination
E902 Notification of reason for refusal
E701 Decision to grant or registration of patent right
GRNT Written decision to grant